国家能源局：将煤层气打造为增强天然气自主保障能力的重要气源

　　国家能源局4月29日召开二季度网上新闻发布会，发布一季度能源形势、可再生能源并网运行及煤层气开发等情况。国家能源局煤炭司副司长刘涛在会上介绍，下一步，能源局将会同有关部门健全完善规划实施措施，将煤层气打造成为增强天然气自主保障能力的重要气源。
煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，指储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气，俗称瓦斯，热值是通用煤的2-5倍。
数据显示，2022年一季度，全国煤层气产量达到23亿立方米，同比增长约20.8%，约占天然气国内供应的4.1%。自2021年10月下旬以来，国家能源局建立煤层气生产供应日调度机制，指导重点煤层气企业科学排采管控、优化增产工艺，增加取暖季煤层气供应。2021-2022取暖季，煤层气日均供应量达到2360万立方米，山西煤层气已成为该省主要气源，并外输河北、河南等地。
资源基础上，刘涛称，近年来煤层气勘探在新领域新层系取得重要突破，鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县、石楼西、临兴等区块综合探明煤系地层多种气源，新疆准噶尔东南缘、内蒙古二连、海拉尔等新区勘探发现几处千亿立方米资源量的大型有利区带。经过多轮资源评价，全国煤层气预测资源量约26万亿立方米，其中，已累计探明地质储量8039亿立方米。
在谋划“十四五”能源发展中，国家能源局统筹煤层气开发和煤矿瓦斯综合治理，组织有关地区和重点企业研究编制了《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》，提出2025年全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标，明确了“十四五”期间煤层气产业规划布局和重点任务。目前，该方案已印发实施。
煤层气与页岩气同属于非常规天然气，为何“名气”和开发力度远不如后者？
刘涛说，煤层气资源赋存条件复杂，开发技术难度大，项目经济效益不佳，是煤层气产业发展面临的主要困难和问题。煤层气属于吸附气，勘探开发工艺技术复杂，钻井压裂后需要半年左右的排水降压、解吸扩散才能产气。不同地质条件下煤层气开发技术通用性差，部分地区成功应用的技术难以广泛推广。已施工完成的煤层气井中相当一部分日产气量不足500立方米，煤层气开发项目普遍处于微利甚至亏损状态，企业扩大投资意愿不强。全国煤层气产量主要分布在山西沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘地区，资源量占比更大的低煤阶和深部煤层气开采技术尚未突破，亟待相关理论和技术创新支撑。
刘涛表示，虽然煤层气开发面临技术要求高、初期投入大、见效慢等短板，但也具有稳产期长、综合效益好等优势，国家能源局将积极会同有关部门从加强科技攻关、创新发展模式、完善扶持政策等方面进一步加大力度，推动煤层气高效勘探开发。
一是加强勘探开发技术攻关。“十四五”时期，将煤层气等非常规天然气技术创新攻关纳入国家科技计划总体布局中统筹考虑，加强对煤层气理论研究和技术攻关的支持。按照“特定条件+适应性关键技术”的攻关思路，依托骨干企业和重点区块，加强深部和低煤阶煤层气富集成藏、渗流机理、生产特征和配套工程技术研究攻关，发展适应性低成本高效勘探开发技术，提升煤层气单井产量和开发效率。
二是推动产业发展模式创新。“多气合采”“煤气共采”可有效提升煤层气开发项目经济性水平，已成为煤层气开发利用新的增长点。下一步，继续加大煤层气勘查区块竞争性出让，鼓励社会资本进入煤层气领域，通过综合勘查、合资合作等方式加快推进煤系地层多气综合勘探开发；推广煤矿区煤层气地面预抽和“三区联动”井上下联合抽采，完善矿区瓦斯输送利用设施，拓展瓦斯利用途径，建设更高水平的瓦斯抽采规模化矿区。
三是健全完善开发扶持政策。持续加大煤层气开发财政政策支持力度，对符合条件的煤矿区煤层气项目安排中央预算内投资支持。引导金融机构积极运用支持煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持。加强油气管网公平开放监管，落实好煤层气市场定价机制。督促有关地方和电网企业落实完善瓦斯发电价格政策，发展煤层气分布式利用和消费替代。指导协调地方各级有关部门为煤层气项目用地用林、环评、争议协调等提供良好服务。

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